Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении - Курсовая работа

В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается цементирование эксплуатационной колонны, определяется расход промывочной жидкости, рассчитываются потери давления и гидравлическая программа промывки скважины.С вводом его в промышленную разработку, в 1944 г., Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкирии. Литологический состав подпочвенных слоев в пределах рассматриваемой территории меняется в зависимости от рельефа местности. На водораздельных платообразных возвышениях в основном песчано-глинистые образования, к низу переходящие в слабосцементированные песчаные породы и мергели казанского и татарского ярусов верхней перми. На обширных пониженных речных долинах наряду с аллювием встречаются красноцветные породы уфимского яруса и глинисто-галогенные образования кунгурского яруса. Общая мощность осадочных пород, вскрытых на Туймазинском месторождении выше кристаллического фундамента, достигает 1900 метров.Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта Д1 пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинской площади (рис.1). Пористость песчаников пластов Д1 и Д2 распределяется в довольно узком пределе: от 20% до 23% для Д1, от 20% до 22 % для Д2. Средневзвешенное значение проницаемости по пласту Д1 составляет 0,45 дарси (450 миллидарси). Для пласта Д2 наибольшая частота проницаемости приурочена к более узкому пределу проницаемости от 0,2 до 0,4. Сравнивая изменения состава вод по площади, можно отметить общие черты, свойственные обоим пластам.Геологический разрез представлен осадочными породами девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, неогеновой и четвертичной систем. Образования, относимые к этой группе, объединяют отложения девонской, каменноугольной и пермской систем. Отложения каменноугольной системы со следами размыва и угловыми несогласиями залегают на породах девонской системы и выделяются в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов. Со следами размыва и угловым несогласием породы пермской системы залегают на карбонатах каменноугольной системы и выделяются в объеме нижнего и верхнего отделов. Отложения ее с размывом залегают на нижележащих образованиях пермской системы и представлены переслаивающимися песчаниками бурыми, желтовато-серыми, кварцево-полевошпатовыми, тонко-, мелко-, и среднезернистыми, в различной степени глинистыми, алевролитами красновато-коричневыми, аналогичного состава, глинистыми и аргиллитами темно-коричневыми, коричневато-красными, красновато-коричневыми, мясо-красными, тонкоотмученными, прослоями алевритистыми, скрытослоистыми, слоистыми, плитчатыми.Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи: 1) обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта; Исходных данные для определения конструкции скважины приводятся в таблице 4. Для данной скважины выбирается три обсадные колонны: направление глубиной 100 м, кондуктор - 730 м, эксплуатационная глубиной 1800 м. С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны по расчетным нагрузкам подбираются трубы, соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны.Продолжительность контакта зубьев долота с забоем определяется по формуле: (13) где nд-частота вращения долота, zmax - количество зубьев периферийного венца, dш - диаметр шарошки. По формуле (15) находится площадь контакта, соответствующая объемному разрушению: (15) где Р0 - осевая нагрузка, Рш - твердость по штампу Fн <Fоб можно считать, что долото будет осуществлять объемное разрушение породы. По формуле (16) с учетом (17) определяется конечная площадь контакта долота с забоем, соответствующая максимальному износу зубьев: (16) где bk - ширина площадки притупления зуба на момент его максимального износа.Упрощение расчета состоит в следующем допущении, что цементируемый интервал пород выдержит столб тампонажного раствора и не произойдет гидроразрыва пласта. Схема цементажа обсадной колонны представлена на рисунке 6. 1) Определение высоты столба за колонной: (21) hp = 0, т.к цементацию ведем до устья; , т.к. превышает глубину скважины плотность буферной жидкости выбираем из следующего соотношения , и принимаем высоту столба буферной жидкости равной , что достаточно для качественного цементирования.

СОДЕРЖАНИЕ эксплуатационная скважина месторождение

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Сведения о районе работ

1.2 Литолого-стратиграфический разрез

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор профиля скважины

2.2 Расчет времени контакта зубьев

2.3 Расчет цементирования обсадной колонны

2.4 Выбор компоновки утяжеленных бурильных труб

2.5 Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении

2.6 Гидравлическая программа промывки скважины

2.7 Производство спускоподъемных операций

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ГЛАВА: МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

3.1 Гидравлический разрыв пласта

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

4.1 Меры безопасности при бурении скважины

4.2 Мероприятия по охране окружающей среды и недр

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК